АНАЛІЗ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН ПОКЛАДУ

1.1. Характеристика фонду свердловин і поточного стану їх експлуатації

Кружилівське газоконденсатне родовище, горизонт Б-2 введено в експлуатацію в 1994 р. За цей період на площі Кружилівка родовища на горизонт Б-2 було пробурено 6 експлуатаційних свердловин. З них ліквідовано в процесі буріння 2 свердловина, в тому числі за геологічними причинами - 1, за технічними причинами - 1. Станом на 1.01.2006 р. загальний фонд свердловин (обєкт розробки горизонт Б-2) склав 4, з них експлуатаційний фонд 4 свердловини. З них діючих - 3, бездіючих - 0, спостережних - 1.

2.2.Конструкція свердловин. Характеристика глибинного та поверхневого обладнання

Всі свердловини Кружилівського родовища мають типову конструкцію: одноступінчата експлуатаційна колона діаметром 146 мм з підняттям цементу до гирла, більшість свердловин обладнані НКТ діаметром 73 мм. Гирла усіх свердловин герметичні. Обв'язка гирла свердловин і будова внутрішнопромислових комунікацій виконано по проектам 10-15 річної давності в яких не було передбачено забезпечення закачки інгібіторів і задавки свердловин, не передбачена закрита система продувки свердловин та їх випробування, тобто не виконані вимоги п. 2.1.8 і 2.1.15 ПТЕ газовидобувних підприємств.

Конструкція глибинного обладнання показана в табл 3,1 , принципова схема обязка гирла свердловини на рис.3.1.

Таблиця 3.1 – Типова конструкція газової свердловини Кружилівського родовища

Назва колони | Інтервал по стовбуру свердловини (установка колони) або відкритий стовбур, м | Номінальний діаметр стовбура свердловини в інтервалі, мм

Кондуктор | 0 | 20 | 324

1 – проміжна колона | 0 | 800 | 245

Експлуатаційна колона | 0 | 1400 | 146

1.3.Технологічні режими експлуатації свердловин та основні ускладнення в їх роботі

На сьогоденні стадії розробки Кружилівського родовища характеризується значним зниженням пластової енергії і супроводжується цілим рядом ускладнень, які пов'язані з солевідкладами, корозією та ерозією НКТ і наземного обладнання, зім'яттям експлуатаційних колон і скупченням на вибоях та шлейфах свердловин рідини. Поява любого з факторів призводить до розвитку та ускладненню інших, які охоплюють практично весь фонд свердловин.

На даній стадії експлуатації родовища пердбачається введення ДКС з робочим тиском на виході 10 МПа. Технолоігчні режими експлуатації свердловин покладу приводяться в таблиці 5.1.

1.4.Характеристика методів дослідження свердловин покладу, технологія, техніка та періодичність їх проведення. Обробка результатів дослідження свердловин

На Кружилівському газовому родовищі проводять такі дослідження:

1)Газодинамічні дослідження свердловин:

Рис.3.1 – Схема обязки гирла газових свердловин на Кружилівського газовому родовищі

а) визначення статичних, пластових та приведених тисків
(визначається щорічно графоаналітичним способом по всьому
фонду свердловин);

б) вимір статичних тисків (виконується зразковим манометром);

в) в свердловинах зупинених на змір пластового тиску, знімають
криву відновлення тиску на усті;

г) дослідження експлуатаційних свердловин на приплив (замір
дебітів);

д) вимір вибійних тисків по даним виміру затрубних тисків на усті;
є) контрольні виміри робочих параметрів свердловин і дебітів,
поточних тисків на усті, на вході в УКПГ, в газозбірному колекторі і
на вході в ДКС (проводять раз на квартал).

2)Дослідження по контролю за технічним-станом експлуатаційних
свердловин.

Контроль за появою пробок в НКТ проводять на основі замірів робочих тисків на усті або шляхом спуску в НКТ шаблона.

1.4.Характеристика та аналіз ефективності методів дії на привибійну зону пласта

На початковому стані розробки Кружилівського газового родовища (горизонт Б-2) на свердловинах проводились різні методи інтенсифікації припливів газу: кислотні обробки, гідравлічні розриви пласта, гідропіскоструминна перфорація і її модифікації. Застосовувались кислотна і пінокислотна обробки ПЗП.

Основним об'єктом їх впровадження був нижній ангідритовий горизонт. Ефективність обробок, залежала, як правило, від стану ПЗП, а не від карбонатності порід пласта.

В зв'язку з падінням пластового тиску, а також в результаті повторних обробок свердловин, експлуатуючих Б_2, М-6, М-7+Б-8, ефективність обробок різко знизилась.

Таким чином, на основі отриманого досвіду, і враховуючи відсутність технічних засобів на промислі для проведення ГРП, а також нетривалість його ефекту при великих затратах, на даному етапі розробки родовища можна рекомендувати до випробування спиртопінокислотну обробку в свердловинах старого фонду, переведених на Б_2, М-6, М-7+Б-8.

Приведемо короткий аналіз дії на ПЗП.

1. Кислотні обробки пласта.

За період 1994-2005рр. кислотні обробки ПЗП продуктивних горизонтів СМП і АСК були проведені в 2 свердловинах. Добрий результат отримали тільки в одній свердловині, тобто успішність склала 50%: при середньому прирості робочого дебіту на одну оброблену свердловину 14тис.м3/добу.

Як видно - кислотні обробки на Кружилівському газовому родовищі не мали високої успішності, крім Б_2, М-6, М-7+Б-8у. В даний час кислотні обробки не проводились.

2.Гідравлічний розрив пласта

Цей метод дії на ПЗП був впроваджений на початку розробки родовища.

Перед проведенням І'РП проводились повторна перфорація гідропіскоструминним способом із розрахунку 6 каналів на 5-10 м товщини пласта. Робочими рідинами були розчини NaС1, СаС12.

Таким чином було проведено ГРП в 5 свердловинах. Добрий результат отриманий в 3 свердловинах, успішність склала 100%.

В даний час ГРП не проводиться із-за причин, які вказані вище.

3.Гідропіскоструминна перфорація

Використання цього способу на Кружилівському родовищі, як і решта інших методів, почалось на початку розробки родовища. Як самостійний метод ГПП використовувався рідко (при ефективності близько 50%). Частіше метод використовувався в комбінації з ГРП та СКО. В таких випадках ефективність зростала.

В даний час ГПП не використовується із-за відсутності технологічного обладнання.

Загальний висновок сучасних дій на ПЗП такий: всі